Выравнивание графика нагрузки энергосистемы не может быть самопроизвольным, случайным процессом. Оно требует проведения целенаправленных мероприятий с соответствующим материальным и финансовым обеспечением. Средства для этого, в первую очередь, могут и должны быть получены от перераспределения инвестиций на создание новых генерирующих источников, включая затраты на выравнивание графика нагрузок энергосистемы (как это и предлагалось в технико-экономическом обосновании на создание автоматизированных систем учета электроэнергии в республике ).
График нагрузки энергосистемы представляет собой сумму множества графиков нагрузки потребителей, и поэтому выровнять его можно только с помощью потребителей-регуляторов (ПР). Это значит — с помощью потребителей, которые способны к ограничению или переносу части своей электрической нагрузки с одних часов суток на другие (при суточном регулировании) или с рабочих дней на выходные (при недельном регулировании). В общем случае таким регулятором может стать любой из потребителей электроэнергии, хотя возможности каждого индивидуальны и могут существенно различаться.
Всех ПР можно условно разделить на две группы: группу ПР, являющуюся частью энергосистемы и реализующую совмещенную функцию производства/потребления электроэнергии, и массовую группу ПР, находящуюся вне энергосистемы и использующую электроэнергию в собственных целях. В условиях рынка электроэнергии различие между ее поставщиком и потребителем стирается: каждая из сторон в зависимости от текущих условий может стать поставщиком или потребителем. К первой группе относят, прежде всего, различные аккумулирующие электростанции [3]. Их главное достоинство состоит в потреблении электроэнергии в часы минимальной нагрузки энергосистемы. За счет этого в рамках СГН достигается уменьшение ночного провала, снижается неравномерность графика и отпадает необходимость разгрузки или останова крупных блоков ТЭС и АЭС в ночные часы и ВД. К достоинствам также относится их высокоманевренная генерация в часы максимальной нагрузки энергосистемы за счет ранее аккумулированного энергоресурса. Все агрегаты таких станций, в отличие от блоков ТЭС, работают при нормальных температурных условиях и более низких давлениях, поэтому аккумулирующие станции дешевле, надежнее и долговечнее ТЭС. Для них, как правило, удельная стоимость 1 кВт установленной мощности не превышает 1 000 долл.
Наиболее широкое применение получили гидроаккумулирующие (ГАЭС) [4-6, 8] и воздушноаккумулирующие газотурбинные электростанции (ВАГТЭ) [6, 7]. Среди равнинных малонапорных (напор до 110 м) ГАЭС, созданных в условиях, близких к ландшафту Беларуси, можно выделить: Загорскую ГАЭС-1 (1987 г., 6 обратимых гидроагрегатов с генераторной мощностью по 200 МВт) в Московской области на р. Кунья; Круонисскую ГАЭС (1992 г., 4 агрегата по 200 МВт) близ Каунасского водохранилища в Литве; Ташлыкскую ГАЭС (2006 г., 6 агрегатов по 150 МВт, пущено 2 блока) на р. Южный Буг в Николаевской области Украины. Среди крупных высоконапорных ГАЭС отметим станцию в Гуанджоу (8 агрегатов по 300 МВт, напор 543 м) в Китае, введенную в 2001 г. и предназначенную для совместной работы с двумя АЭС [6], а среди ВАГТЭ — станцию Нортон в штате Огайо (9 блоков по 300 МВт) с давлением воздуха в шахте-резервуаре 11 МПа [8].
В РУП «БелТЭИ» разработано предложение в программу Союзного государства России и Беларуси по созданию ВАГТЭ на базе газотурбинных установок (ГТУ) мощностью 25 МВт и аккумуляторах сжатого воздуха (давление 6 МПа), выполненных в виде отрезков металлических труб заданной длины и диаметром 1 420 мм, из которых можно формировать аккумулирующие батареи.
ГАЭС, в отличие от других станций, включая ТЭС и ГЭС, обладают двойным регулирующим эффектом. Так, практически одна и та же установленная мощность (в режиме генерации и в насосном режиме) в одном случае используется для подъема ночного провала СГН (при работе в режиме зарядки станции), а в другом — для покрытия пиков (в режиме разрядки). Поэтому такие станции являются одним из самых эффективных инструментов выравнивания и покрытия СГН в энергосистемах с преобладанием крупных генерирующих мощностей ТЭС и АЭС. Их КПД составляет 72-75 %, и для зарядки станций используется ночная электроэнергия, которая, как правило, в 3-6 раз дешевле пиковой. Особенно выгодно использовать для зарядки ГАЭС дешевую ночную электроэнергию соседних государств, если таковая имеется. Как пример — симбиоз энергосистем Франции с преобладанием АЭС и Швейцарии с высокой долей ГАЭС.
При отсутствии в энергосистеме сбалансированной структуры генерирующих мощностей, включая ГАЭС и ВАГТЭ, единственной возможностью выравнивания графиков становится режимное взаимодействие энергосистемы с потребителями на основе административных или экономических мер. Первые связаны с принудительным ограничением нагрузки потребителей в определенные часы суток и дни недели и приносят потребителям прямой и косвенный ущерб, который может существенно превысить выигрыш энергосистемы от эффекта выравнивания СГН и НГН. В этом случае неэффективность административных мер приводит к ущербу для государства в целом, хотя энергосистема и может временно оказаться в выигрыше.
Путь экономической заинтересованности потребителей электроэнергии в выравнивании графика нагрузки не нов и насчитывает много десятилетий. При использовании экономических мер, связанных с введением в отношения между энергосистемой и потребителями эффективной системы дифференцированных по времени суток и дням недели тарифов на электроэнергию — почасовых тарифов (но не тех часовых тарифов, которые в настоящее время действуют на оптовом и розничном рынках электроэнергии в России), ущерб для потребителей сводится к минимуму. Он превращается в неудобство типа недостаточной зарплаты или малой жилплощади. Эти тарифы становятся для потребителя в длительной перспективе дополнительным условием его жизни, к которому он может адаптироваться, самостоятельно и независимо от энергосистемы решая, сколько ему приобретать электроэнергии, когда и по какой цене.
Важно только таким образом составить систему тарифов, чтобы самая дорогая электроэнергия была постоянно связана с максимальными нагрузками энергосистемы (они могут с помощью тех же потребителей периодически «плавать» по графикам нагрузки), а самая дешевая — с минимальными, которые не так динамично, как максимальные, но все же способны к «дрейфу». Практически все действующие тарифные системы в странах СНГ, причем как в условиях оптового или розничного рынков электроэнергии, так и безрыночных структур, не отвечают этому условию. Хотя эффективная тарифная система была предложена еще более 20 лет назад [9]. Как пример действия неудачных тарифов, не учитывающих, в частности, возможности адекватного регулирования в ВД (важность сохранения такой адекватности показана в [10]), можно привести графики нагрузки одного и того же предприятия в РД и ВД (рис. 7). Видно, что потребитель как регулировался в РД, снимая максимум своей нагрузки в часы утреннего пика энергосистемы, так и продолжил такое же, но не адекватное реальности регулирование в ВД. Абсурд не требует комментариев.
Важно понять, что потребитель будет регулироваться так, как это надо энергосистеме, только в том случае, если такое регулирование даст ему ощутимую выгоду. Иными словами, если он станет платить энергосистеме за потребленную электроэнергию меньше, чем платил до выполнения регулировочных мероприятий. В противном случае никакого регулирования не будет. Это аксиома. Следует учесть, что в результате массового и «хорошего» регулирования со стороны потребителей энергосистема хотя и уменьшит свой денежный сбор за отпущенную электроэнергию (так называемые выпадающие доходы), но эти финансовые потери окажутся компенсированными снижением стоимости ее основных фондов, эксплуатационных издержек и иных затрат, определяющих в целом уровни тарифов на электроэнергию.
Вопрос в том, какую долю инвестиционных средств государство может позволить себе отдать потребителям для решения проблемы выравнивания графика нагрузки энергосистемы (в виде снижения тарифных ставок для регулирования графика нагрузки и создания у потребителей современных систем учета электроэнергии). Если эта доля мала (например, 5 %), то вряд ли потребитель получит ту выгоду, которая заставит его что-то предпринимать.
Противоположный перекос в сторону потребителя также невыгоден энергосистеме. Видимо, оптимальное решение лежит где-то посередине, но оно должно быть тщательно просчитано при выборе тарифов с учетом всех характеристик энергосистемы и групп потребителей. Такую работу должен выполнять в государстве единый орган — тарифный комитет, который, видимо, следует создать при правительстве. Именно он должен определять долю снижения среднего тарифа на электроэнергию с учетом инвестиций на создание генерирующих мощностей и выравнивание графика нагрузки энергосистемы. В рассматриваемом примере ОЭС Беларуси справедливое распределение эффекта в пользу потребителей может составить ежегодно до 35 млн долл., или 75 млрд руб. Такова оправданная цена выпадающих доходов энергосистемы, но только в том случае, если система тарифов действительно на все сто процентов выполняет свои функции, непрестанно направляя потребителя на перенос части своей электрической нагрузки с пика на ночь и с РД — на ВД.
Для использования на практике эффективных почасовых тарифов, способствующих выравниванию графика нагрузки энергосистемы, необходимо взамен устаревшего учета на базе индукционных электросчетчиков с визуальным съемом показаний с их электромеханических табло массово внедрить новые средства приборного учета электроэнергии, основанные на использовании современных информационных технологий, — цифровые автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) [11, 12]. Эти системы должны быть установлены как в энергосистеме, так и у потребителей. Их цифровые показания должны стать основой для расчетов между сторонами за отпущенную/потребленную электроэнергию. Расходы на создание таких систем также могут и должны быть, хотя бы частично, изысканы в виде доли от эффекта по выравниванию графика нагрузки энергосистемы и отданы на переоснащение системами учета потенциальных потребителей-регуляторов.
Дополнительным эффективным решением в государстве для выравнивания графика нагрузки является создание непрерывных автоматических производств, которые бы изначально равномерно потребляли электроэнергию (оптимизирующее условие обязательно должно закладываться в проекты автоматических производств). Хотя такой путь и требует обновления существующих производств, больших инвестиций и решения комплекса социальных вопросов, но ему нет альтернативы. В противном случае энергетика и впредь будет вынуждена наращивать полупиковые и пиковые мощности и все другие сопутствующие им фонды в экономически не обоснованных объемах [13].
Значительная суточная и недельная неравномерность электропотребления оказывает отрицательное воздействие на показатели работы ЭЭС: снижение числа часов использования установленной мощности, что отрицательно сказывается на конечных результатах деятельности; увеличение удельных расходов топлива за счет неравномерного режима работы оборудования; ускорение износа оборудования; снижение эффективности теплофикации за счет прямого редуцирования острого пара; ухудшение качества электрической и тепловой энергии отпускаемой потребителям и т. п.
Для повышения экономической эффективности энергетического хозяйства производят преднамеренное изменение конфигурации графиков электрических нагрузок ЭЭС. Это изменение (снижение максимума и повышение минимума нагрузки) принято называй регулированием (выравниванием) графиков нагрузки.
Регулирование графиков электрических нагрузок позволяет ликвидировать ряд недостатков, изложенных выше, а также снизить рабочую мощность ЭЭС и, следовательно, капитальные вложения в развитие энергетических мощностей. Методы регулирования могут быть централизованные и местные. Они могут осуществляться в разрезе суток, недели, года (сезонное регулирование).
Ниже изложены основные централизованные методы регулирования.
Первый метод направлен на уменьшение суммарного вечернего максимума нагрузки за счет сдвига максимумов технологической и осветительной нагрузок. Примером этого метода может служить перевод часовой стрелки на один час вперед по сравнению с астрономическим временем. Вторым примером может служить создание ЕЭС, что позволило более свободно маневрировать энергией за счет разницы во времени. ЕЭС охватывает шесть часовых поясов. При наступлении максимума нагрузки в европейской части России в нее может перебрасываться избыток энергии из восточных районов.
Второй метод связан с переносом начала и конца работы отдельных групп промышленных предприятий. Это позволяет заполнять провалы графика и снижать совмещенный максимум нагрузки.
Третий метод заключается во внедрении гидроаккумулирующих электростанций. Эти электростанции выполняют две функции: в качестве потребителей участвуют в регулировании графиков; в качестве генерирующих источников покрывают пики нагрузки.
Четвертый метод — регулирование графиков нагрузки с помощью потребителей-регуляторов. Сущность этого метода состоит в привлечении таких потребителей, которые могут снижать свою нагрузку или работать с перерывами, когда это необходимо по балансу мощности или энергии ЭЭС. В связи с этим потребители-регуляторы должны обладать рядом особенностей, отличающих их от обычных потребителей. К ним следует отнести: сравнительно незначительные капитальные затраты; максимальную автоматизацию технологических процессов с целью снижения численности персонала до минимума; быстрое изменение режима работы; высокую электроемкость. Использование потребителей-регуляторов позволяет переносить часть резерва ЭЭС из генерирующей части в потребляющую.
К другим централизованным методам регулирования следует отнести: изменение общеустановленных выходных дней для некоторых групп потребителей; привлечение дополнительного контингента потребителей на часы суток, в которых имеется избыток неиспользуемой мощности.
К местным методам регулирования относят регулирование нагрузки промышленных предприятий: снижение осветительного пика нагрузки за счет сокращения промышленной нагрузки (перевод с вечерней на ночную смену автоматизированных линий в производственных процессах); введение междусменного интервала в период суточного максимума нагрузки ЭЭС; регулирование мощности предприятий; выполнение ремонтов оборудования в зимний период и т. д.
При осуществлении местных методов регулирования необходимо проведение каждого мероприятия согласовывать с ЭЭС. В противном случае осуществление указанных мероприятий может повлечь за собой не улучшение, а ухудшение существующих графиков нагрузки ЭЭС.
Дата добавления: 2016-01-26 ; просмотров: 1671 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Страницы работы
Содержание работы
Идеальный график возможен, если пиковую мощность разместить в провалах нагрузки – операция выравнивания графика.
Покрытие неравномерного графика нагрузки и сравнение с равномерным требует дополнительных затрат, связанных со строительством пиковых агрегатов и увеличение расхода топлива из-за регулирования.
Применяются разные решения для снижения затрат при неравномерной нагрузке. Однако всегда стоимость при неравномерном выше, чем стоимость при равномерном.
Поэтому актуально привлечение потребителей к регулированию режимов электропотребления, направленного к выравниванию графика нагрузки энергосистемы.
Практически все процессы можно вести в условиях регулирования. Однако регулирование сказывается на технологическом процессе и связано с дополнительными затратами и потерями для потребителей по сравнению со свободным режимом.
Эффект от выравнивания нагрузки проявляется в энергосистеме, т.е. у производителя электроэнергии, а достигается за счет мероприятий и средств потребителей, которые экономически не заинтересованы в выравнивании нагрузки.
В итоге возникает задача распределения выгоды между энергосистемой и потребителем. Что можно реализовать в системе тарифов на электроэнергию, дифференцируемых по зонам графиков нагрузки энергосистемы.
Под регулированием энергопотребления понимается выравнивание суточных графиков нагрузки путем регулирования мощности потребителей. Факторы, обеспечивающие снижение нагрузки в периоды максимума: организационные, электрические, технологические.
Мероприятия по выравниванию графиков нагрузки подразделяют на косвенные и прямые.
— передвижка стрелки часов на 1 час вперед;
— перенос на ночное время работы одной смены вместо дневной;
— разбивка цехов и предприятий с односменным режимом на две группы в разные смены;
— сдвиг обеденных перерывов в разное время для разных цехов;
— сдвиг начала смен;
— регулирование цены на энергию с целью стимулировать увеличение расхода ночью и уменьшения вечером и днем.
— часть цехов предприятия используется в качестве «регуляторов» нагрузки (вечером их останавливают);
— снижают давление и производительность насосов, компрессоров, воздуходувов.
— Разделение выходных дней промышленных предприятий.
— Распорядок начала работы, обеденных и междусменных перерывов в цехах.
— Система зимнего и летнего времени.
— Упорядочение графиков работы приемников.
— Отключение вспомогательного оборудования и проведение профилактического ремонта в периоды максимума нагрузки энергосистемы.
— Создание запаса полуфабрикатов для возможности остановки некоторых промежуточных звеньев технологического процесса.
— регулирование реактивной мощности
Мероприятия подразделяются по времени:
— мероприятия, постоянно действующие в течение всего года;
— мероприятия, действующие в периоды на ограничении электропотребления;
— мероприятия перспективные, требующие дополнительных затрат на их осуществление.
Одним из эффективных мероприятий по уплотнению нагрузки является отключение части потребителей, они называются потребители регуляторы.
Для выявления потребителей регуляторов необходимо проводить исследования.
Выбор потребителей регуляторов ограничен характеристиками технологического оборудования, планом производства продукции, схемой электроснабжения, социальным фактором, поэтому работа потребителей регуляторов должна рассматриваться на стадии промышленного предприятия и ранее на стадии промышленного агрегата или установки, т.е. профиль должен предусматривать возможность работы в широком диапазоне нагрузок.
Диспетчерское управление электропотреблением осуществляется с помощью механических средств: средства сбора, обработки и представления в удобном виде для регулирования мощности.
Для удобства пользования регуляторные мероприятия представляются в виде диспетчерских графиков включения и отключения.
Каждый приемник имеет номинальное напряжение и отклонения напряжения допустимых пределов.
